陇东地区延长组长8油层组有机质组成特征及地质意义

齐亚林，孙 勃，庞锦莲，徐 智

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

陇东地区延长组长8油层组有机质组成特征及地质意义

齐亚林1，2，孙 勃1，2，庞锦莲1，2，徐 智1，2

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

地层条件下原油的密度、黏度、凝固点是衡量原油流动性能和产能的重要指标，也是影响地层压力的关键，与储集层中有机质组成密切相关。综合应用热蒸发烃气相色谱、岩石热解、核磁共振、荧光显微图像等多种储集层流体性质判别手段，分析了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8油层组有机质组成特征及其对流体性能和地层压力的影响，结果表明，储集层中有机质含有较高的胶质沥青质等重质组分是导致地层条件下可动油含量低、试油与预期不符的原因；包括溶解气在内的地层条件下储集层中有机质的组成、丰度及其纵向分布特征是导致地层异常低压重要原因之一。

鄂尔多斯盆地；陇东地区；异常低压；有机质组成；延长组

1 研究背景

鄂尔多斯盆地中生界油藏为典型的低孔、低渗、低压油藏[1]，作为其主要勘探层系的陇东地区延长组长8 油层组一直是近年的研究热点，诸多学者围绕长8油层组的沉积体系[2-3]、沉积环境[4]、油源[5-8]、成藏机理[3，9-10]、油藏特征[10]等方面做了大量卓有成效的研究工作，取得多项认识。如长 8 油藏油源为长 7 烃源岩贡献、形成上生下储式成藏组合[5-7],油藏普遍含油饱和度低，与储层物性关系复杂；油水关系复杂，无明显的油水界面；油层大面积广泛分布，构造控制不明显等[10]。这些研究成果较好地指导了勘探实践。

勘探开发生产中发现长8油藏有两类问题需要解决：①长8油层组部分具有录井显示较好、分析残余含油饱和度较高、储集层物性较好、测井解释为油(水)层，试油产纯水或仅获低产油流的现象，试油结果与预期明显不符(表1)，对油层的认识有待深化；②长8油藏整体为低压油藏，存在自然产能低、产量递减速度快、地饱压差小、油层易脱气的特点[1]，低压机理存在争议。试油为纯油的高显示油层与油水同出且以产水为主的高显示油水层地面原油密度、黏度、凝固点相近且均属正常原油(表1)[11]。地层条件下原油的密度、黏度、凝固点是衡量原油流动性能和产能的重要指标[11]，也是影响地层压力的关键，与储集层中有机质组成密切相关，对油层的精细评价具有重要的实践意义[12]，因此，本文综合应用饱和烃色谱、岩石热解、核磁共振、荧光显微图像等储层流体性质识别手段，多角度阐明储集岩有机质组成特征，以期揭示油层特征，探讨油藏低压机理，指导勘探实践。

2 有机质组成特征实验分析

近年来，勘探生产过程中针对陇东地区延长组长8油层开展了储集岩热蒸发气相色谱、岩石热解等多项有机质组成评价实验，积累了大量资料。本文通过选择研究区试油为纯油的B203井与油水同出且以产水为主的M53、M100、L21井对高显示油层、高显示油水层的有机质组成特征进行论述。

2.1 热蒸发烃气相色谱特征

热蒸发烃气相色谱分析技术是将储集岩程序升温加热至300℃蒸发出来的烃类组分经毛细色谱柱的高效分离，把复杂的烃类混合物分离并进行定量检测，可根据谱图形态、基线特征、包络线与基线封闭区域面积、烃类物质组成等对储集层进行定性评价[13]。

表1 陇东地区延长组长8油层测试成果

高显示油层(图1a)和高显示油水层(图1b) 热蒸发色谱图具如下特征：①正构烷烃组分相对齐全，碳数范围较宽；②正构烷烃峰形饱满，含量较高,异构烷烃含量低；③色谱流出曲线隆起，基线鼓包，而后者鼓起程度又略强于前者。常规色谱分析由于其峰容量和分辨率的限制而无法将不可分辨的复杂混合物(UCM)分开，即共馏化合物的大量存在导致色谱基线抬高而形成“基线鼓包”，不可分辨的复杂混合物主要由不同取代基的具环烷结构的饱和烃(约占其总量的80%～90%)和非烃类组分[14-15]。

图1 热蒸发烃气相色谱图谱

考虑到热蒸发烃气相色谱分析的成分仅是在小于300 ℃条件下蒸发出来的储集岩中有机质的轻质部分，高显示油层的基线隆起较高显示油水层的略低，显示后者不可分辨的复杂混合物特别是具环烷结构的饱和烃含量较高，地层条件下储集层中有机质的密度、黏度也将相应略高。

2.2 岩石热解图谱特征

岩石热解分析是通过特殊的热解炉对储油岩样品进行程序升温，使岩石中的烃类在不同温度下挥发和裂解，从而定量检测获得分析样品在不同温度范围内气态烃(S0)、液态烃(S1)、裂解烃(S2)的含量及色谱图。储集岩中的烃类组分是一种由饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质等组分组成的混合物，不同的烃类组分构成导致热解参数S0、S1、S2、Tmax存在差异[13]；此外，多因素可能导致储集层中的烃类存在损失，热解参数S0、S1、S2是残余含量，不同烃类构成将导致残余程度不同，相对而言，S2由于主要来源于储集岩中胶质、沥青质以及C33以上的重质烃类裂解，所受外界影响较S1、S0要低[13]；据此可运用热解方法根据热解参数对储集岩进行烃类组分分析。

高显示油层(图2a)S0为0.12 mg/g，S1为7.18 mg/g，S2为4.32 mg/g，S1/ S2为1.66，pg为11.63 mg/g，含油较饱满，油质较轻；高显示油水层(图2b)S0为0.77mg/g，S1为7.82mg/g，S2为2.41 mg/g，S1/S2为3.24，pg为11.0 mg/g，含油较饱满，油质较轻。高显示油层或高显示油水层，热解S1值均远大于S2值，pg值均较高，两者差别不大，均反映储层含油较好，显示级别较高。

图2 岩石热解图谱

2.3 核磁共振弛豫谱特征

核磁共振(NMR)录井技术是将核磁共振技术应用到地质录井中，通过检测岩样孔隙内的流体量、流体性质，以及流体与岩石孔隙固体表面之间的相互作用，快速求取储层的油水饱和度以及可动流体饱和度等评价参数，为地质录井储层快速评价提供准确数据[16-17]。

高显示油层(图3a)核磁共振弛豫谱表现为束缚油弛豫信号强，可动油弛豫信号强，可动油面积较大；核磁孔隙信号与干样信号之间面积为散失的部分油及水,显示储集层可动油流动性好。

高显示油水层(图3b)核磁共振弛豫谱表现为束缚油弛豫信号强，可动油弛豫信号弱，束缚油面积较大，可动油面积较小；核磁孔隙信号与干样信号之间面积为散失的部分油及水,显示储集层可动油流动性略差。

高显示油层相对于高显示油水层具有束缚油含量低、可动油含量高的特点。

图3 核磁共振弛豫图谱

2.4 荧光显微图像特征

荧光图像分析技术是通过激发岩石中石油沥青物质后产生出可见的荧光图像，直观观察荧光的发光颜色、发光强度，确定石油沥青物质在岩石断面的宏观分布及孔隙微观油水状态，为油层评价提供微观可视化信息[18]。

高显示油层(图4a)特征: 粒间孔部分充填胶质沥青和油质沥青，发中等强度的黄色-黄褐色荧光；含油较饱满，水特征不明显或仅存于不连通孔隙中。

高显示油水层(图4b)特征: 部分粒间孔充填胶质沥青和油质沥青，发中等强度棕黄色、黄褐色荧光；部分粒间孔充填黏土矿物、重质沥青有机质复合体发中强-极弱棕褐色荧光，部分连通的孔隙荧光呈亮黄、黄白色, 显示了水对原油轻质组分的溶出富集效应；整体发光颜色、发光强度从不均匀到较均匀,含油不饱满，水特征明显。

图4 荧光显微图像

高显示油层相对于高显示油水层荧光发光颜色单一，发光强度均匀。

2.5 实验结论

综合前述分析，产纯油的高显示油层含油性较好，不可分辨的复杂混合物含量相对较低；胶质、沥青质等非烃类组分含量相对较低；束缚油含量低，可动油含量高。油水同出且以产水为主的高显示油水层，含油性也较好，不可分辨的复杂混合物含量相对较高；胶质、沥青质等非烃类组分含量相对较高；束缚油含量较高，可动油含量较低。

3 有机质组成与地层原油物性的关系

地面原油的密度、黏度、凝固点等物性与有机质组分密切相关，不同有机质组成对原油物性影响不同[19-20]，因此可以推测地层条件下原油的密度、黏度、凝固点等物性与有机质组分密切相关，储集层中不可分辨的复杂混合物及胶质、沥青质等非烃类等有机组分的大量存在导致束缚油含量增加与可动油含量减少也证明了这一观点。

研究区延长组长8储集层虽具有较高的含油饱和度(表1)和氯仿抽提物含量(0.6%～1.8%)，仅表明可溶抽提物含量较高，不反映其可动性。侏罗纪晚期-白垩纪早期，延长组主力烃源岩长7段泥岩进入低成熟的热演化阶段并生成低熟油[9-10]，早期有高黏度、高密度、低凝固点和低饱和烃、高芳香烃、较高胶质和沥青质的物理化学特征[21]的低熟油小规模近源充注成藏，以及相对较短的运移距离产生的层析作用，更易使重质组分在长8储集层中聚集。储集层较高的含油饱和度和氯仿抽提物含量可能是其中较高的重质有机组分导致，由成藏早期低熟油充注或后期改造两类原因引起[22]。考虑到延长组长8油层上部与大面积稳定分布的长7段泥岩广覆式接触，其上部的长7、长6等油层整体保存条件较好，长8油层整体保存条件较好[1]，可基本排除其油层遭受水洗、氧化等次生改造的可能，推断早期低熟油的充注及成藏过程中的层析作用造成储集层有机质重质组分含量偏高、可动油较低，进而导致试油结果与预期存在差异。

4 有机质组成与地层压力关系

中生界油藏压力系数为0.63～0.93，为低压油藏。低压区主要分布在盆地中部姬塬、华庆的延长组中下组合，相对高压区主要分布在延长组上组合及延安组[23]；异常低压主要是由早白垩世末期地层的抬升剥蚀引起孔隙度反弹和温度降低造成的[23]。

地层压力即地层孔隙流体压力，取决于静水柱高度和地层水的密度[24-25]。对于体系相对开放的含油气盆地，油、气、水层纵向上相间分布(地层条件下原油密度0.70～0.75×103kg/m3，油层不局限于砂岩，应包括含油的粉砂岩、泥岩、油页岩等)，势必造成地层压力降低。此外，气测录井和高压物性分析显示，中生界地层中煤层、砂岩、粉砂岩、泥岩、油页岩等不同岩性的流体中不同程度溶解气体(尤其是盆地中部姬塬、华庆地区延长组中下组合地层中，油藏气油比可达80～125 m3/t[3])，溶解气的存在将不同程度降低地层条件下油、水的密度。油、气、水层纵向相间分布将影响地层压力。中生界地层多层系复合含油和普遍溶解气体，既导致纵向上静水柱等效高度小于地层厚度引起异常低压，同时也造成不同地区或层系地层压力及其系数存在差异。有机质丰度高且多层系复合含油可能是盆地中部姬塬、华庆地区延长组中下组合压力系数偏低的原因，而有机质丰度低且含油层系单一可能是延长组上组合及延安组地层压力系数相对偏高的原因。包括溶解气在内的有机质的组成、丰度或油层空间分布存在差异可能是引起地层异常低压的又一原因。

5 地层压力讨论

地层压力是沉积盆地演化过程中多种因素共同作用的结果，现今中生界地层低压的形成除受油、气、水层纵向上相间分布影响外，下述作用或过程也会对其产生不同程度的影响：

(1)压实作用。从沉积开始，由于埋藏深度的增加和上覆负荷压力的增大，碎屑物进入压实作用阶段，岩石骨架体积减小，孔隙度降低，流体和压力释放[25]。

(2)构造应力作用。地层和其中的流体不可避免地受应力场控制，能在挤压应力场的作用下因压缩产生超压，也能在挤压或其它性质应力场的作用下产生裂缝引起流体和压力的释放。现今的中生界地层处于最大主应力25～35 MP，最小主应力10～20 MP的应力场作用下，是在印支期应力场的基础上经燕山期、喜山期应力场演化而来。印支期、燕山期主要受挤压应力场控制[26]，岩石骨架和其中的流体处于压缩状态形成异常高压。喜山期主要受挤压-拉张应力场联合控制，早期的裂缝复活[26]，引起流体和压力的释放。

(3)含水层系间通过优势通道发生水动力联系。砂体、微裂缝、不整合面、古河道可作为油气运移的通道[9-10]。砂体的垂向叠置、侧向拼接以及裂缝、古河道、不整合面的天窗作用，形成流体释放的优势通道，使相对隔水层越流进而使处于压缩状态下的流体和压力释放[27]。

(4)地貌的影响。地表强烈切割形成沟、峁、塬相间的地貌，为流体的释放创造了条件，导致地表与具有统一压力系统的油藏起伏不一致，塬地貌处压力系数异常低。某区块X1井位于川道，地面海拔1164.78 m，油层中部埋深1210.0 m，油层中部实测压力12.24 MP，油藏压力系数1.01；同一油藏的X2井位于塬上，地面海拔1437.13 m，油层中部埋深1500.0 m，油藏压力系数0.82。区域应力场的演化和应力状态的转变、含水层系间的水动力联系、地表强烈切割形成沟、峁、塬相间的地貌，共同导致了中生界地层异常低压的形成。

6 结论

(1)研究区延长组长8部分储集层较高的含油饱和度和氯仿抽提物含量主要由胶质、沥青质等重质组分引起，早期低熟油小规模充注成藏可能是主要原因，重质有机组分的存在导致地层条件下可动油含量低，进而导致试油与预期不符。

(2)区域应力场的演化和应力状态的转变，含水层系间的水动力联系，地表强烈切割形成沟、峁、塬相间的地貌，包括溶解气在内的有机质的组成、丰度或油层空间分布的差异，共同导致了中生界地层异常低压的形成。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)02-0033-05

2014-09-25

齐亚林,工程师，硕士，1974年生，1999年毕业于昆明理工大学矿物加工工程专业，主要从事石油预探现场生产技术支撑工作。

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05044；2011ZX05001-004)资助。

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